Thách thức nguồn cung LNG cho nhà máy điện ‘hiện hữu’ và ‘đầu tư mới’ ở Việt Nam

Điện khí linh hoạt trong lộ trình phát thải ròng bằng ‘0’ của Việt Nam Với quá trình chuyển dịch năng lượng trong lĩnh vực sản xuất điện, phù hợp với cam kết của Việt Nam đạt phát thải ròng bằng “0” vào năm 2050, điện khí thay thế dần điện than được coi là một trong những bước khởi đầu. Tuy nhiên, với đặc thù của cân đối hệ thống điện thời gian tới, hệ số công suất của các nguồn điện khí sẽ giảm đáng kể và ảnh hưởng đến tính kinh tế của loại hình nguồn này. Một trong các giải pháp khắc phục đã được đề xuất trong Quy hoạch điện VIII là bổ sung thêm loại hình nguồn linh hoạt, trong đó có loại hình tổ máy phát dùng động cơ đốt trong ICE (Internal Combustion Engine) được cho là một lựa chọn thích hợp, như phân tích dưới đây.

Các bộ chuyên ngành xem xét cơ chế cho các dự án điện khí, điện gió, mặt trời VN Văn phòng Chính phủ có Văn bản số: 1148/PC-VPCP, ngày 22/6/2022 gửi Bộ Công Thương, Bộ Tài nguyên và Môi trường nghiên cứu, xem xét các kiến nghị của Tạp chí Năng lượng Việt Nam về “cơ chế, chính sách, công nghệ, tài chính cho các dự án điện gió, điện mặt trời, điện khí Việt Nam”.

Giá LNG tăng cao và vấn đề phát triển nguồn điện khí ở Việt Nam Quy hoạch điện VIII (giai đoạn 2021 - 2045) đề xuất phát triển điện khí LNG nhằm giảm dần sự phụ thuộc vào nhiệt điện than là định hướng hợp lý, ngoài việc điện khí có ưu điểm linh hoạt, có thể thay đổi công suất khi cần theo nhu cầu phụ tải, lượng phát thải khí CO2 ra môi trường thấp hơn 50% so với nhiệt điện than. Tuy nhiên, giá LNG liên tục tăng trong năm 2021 đến đầu năm 2022 và tăng chóng mặt sau khi xảy ra xung đột Nga - Ucraina. Khi giá khí tăng cao, liệu việc phát triển nguồn điện này của nước ta có còn phù hợp? Phân tích của chuyên gia Tạp chí Năng lượng Việt Nam.

Nguồn cung LNG cho các nhà máy điện hiện hữu:

Hiện tại các nguồn khí nội địa cung cấp cho các nhà máy điện hiện hữu đang suy giảm. Còn trong giai đoạn từ 2022 - 2025, về cơ bản sẽ không có các nguồn khí nội địa mới bổ sung trong khi các nguồn khí đang khai thác sẽ suy giảm dẫn đến phải bổ sung thiếu hụt khí bằng LNG nhập khẩu.

Ở Việt Nam, hiện Tổng công ty Khí Việt Nam (PV GAS) đang phát triển hạ tầng nhập khẩu LNG, nhưng để có thể nhập khẩu đều đặn, giá tốt, không bị khủng hoảng thừa, hay thiếu kho chứa, cần phải có chính sách tiêu thụ LNG ổn định.

Theo tính toán, nếu các nhà máy điện khí LNG phát nền thì tiêu thụ rất ổn định, nhưng không đảm bảo hỗ trợ cho năng lượng tái tạo. Cùng với đó, nếu các nhà máy điện hiện hữu phát điện trên thị trường điện thì chưa đủ điều kiện mua LNG theo term mà mua LNG spot cũng cần cam kết tối thiểu là một chuyến tàu có dung lượng hơn 100.000 m3 theo thông lệ mua bán LNG quốc tế... Đây là bất cập giữa cơ chế mua điện và mua LNG.

Ngoài ra, các yếu tố kỹ thuật khác như: Cơ chế mua LNG, xác định giá mua LNG, cước phí và chi phí khác, quy trình đo đếm, phân bổ LNG khi cấp trộn với khí nội địa, giá trần bản chào trên thị trường điện... sẽ là những tồn tại cần phối hợp giải quyết để có thể cấp LNG cho các nhà máy điện hiện hữu.

Nguồn cung LNG cho Nhiệt điện Nhơn Trạch 3 - 4 và các dự án trong tương lai:

Theo Tổng công ty Khí Việt Nam: Các khó khăn vướng mắc trong việc cung cấp LNG cho Nhà máy điện Nhơn Trạch 3 và 4 của Tập đoàn Dầu khí Việt Nam chủ yếu bao gồm bao tiêu khí, khối lượng khí, kế hoạch nhận khí và thanh toán. Cụ thể như sau:

Thứ nhất: Về lượng khí bao tiêu: Chủ đầu tư đang kiến nghị cơ quan có thẩm quyền chuyển ngang bao tiêu khí sang bao tiêu điện với Qc bằng 80 - 90% sản lượng điện thiết kế (khoảng 1,3 tỷ m3 LNG tái hóa/năm) trong thời hạn 15 năm làm cơ sở để bên bán khí thu xếp hợp đồng mua LNG dài hạn LSPA.

Thứ hai: Về bao tiêu khí: Hiện nay cơ chế bao tiêu điện theo năm có phân bổ theo tháng trong khi để tương thích với LSPA theo thông lệ quốc tế là bao tiêu theo chuyến tàu LNG thì cần có cơ chế bao tiêu điện theo tháng chặt chẽ không được điều chỉnh.

Thứ ba: Về khí giao thiếu: Theo thông lệ quốc tế của LSPA thì việc bồi hoàn tổn thất do giao thiếu khí trên cơ sở tổn thất thực tế có giới hạn. Tuy nhiên, các chi phí cố định của chúng ta hiện nay không được hoàn trả nếu không phát điện, hoặc lợi nhuận trước thuế tương ứng với doanh thu nếu phát điện cần được xác định là tổn thất thực tế.

Thứ tư: Về kế hoạch giao nhận: Kế hoạch giao LNG theo thông lệ quốc tế không muộn hơn ngày 30/8 của năm trước liền kề trong khi cơ quan phê duyệt phương thức vận hành hệ thống điện quốc gia của Việt Nam thông thường (vào cuối tháng 12 hàng năm).

Bên cạnh đó, điều khoản thanh toán cũng có sự vênh nhau:

Một là: Bên mua điện xác định thời điểm thanh toán là 20 ngày sau khi nhận hồ sơ thanh toán, chỉ thanh toán toàn bộ khoản tiền không tranh chấp, áp dụng lãi trả chậm cho khoản tiền chậm thanh toán, không áp dụng tính lãi cho phần tính thừa tính thiếu, không áp dụng bảo lãnh thanh toán do chi phí bảo lãnh thanh toán chưa được đưa vào giá điện.

Hai là: Bên bán LNG mong muốn thời điểm thanh toán là 10 ngày sau ngày phát hóa đơn, thanh toán toàn bộ cả khoản tiền không tranh chấp và có tranh chấp, mở bảo lãnh thanh toán L/C nội địa, tính lãi cho phần tính thừa tính thiếu do chi phí tài chính để đảm bảo nhập đủ LNG vào bồn bị hạn chế trong quá trình phê duyệt cước phí qua kho.

Theo chúng tôi, nếu Nhà máy điện Nhơn Trạch 3 và 4 được tạo điều kiện để giải quyết những bất cập nêu trên, thì các nhà máy điện khí của Việt Nam trong tương lai có thể theo mô hình đó để ký kết các hợp đồng mua bán khí và điện phù hợp với thông lệ quốc tế.

Hiện tại đã là đã cuối năm 2022, nên việc đạt công suất 23.900 MW vào năm 2030 như trong dự thảo Quy hoạch điện VIII sẽ không khả thi, nếu không giải quyết được bài toán cung cấp khí dài hạn cho các nguồn điện khí./.

BBT TẠP CHÍ NĂNG LƯỢNG VIỆT NAM